CN117543732B - 构网型变流器虚拟同步发电机有功功率控制方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种构网型变流器虚拟同步发电机有功功率控制方法及装置，通过引入比例积分控制器对阻尼功率进行调整，解决了常规构网型变流器虚拟同步发电机控制存在的有功功率控制动态存在震荡和稳态存在功率偏差的矛盾问题。该发明在常规构网型变流器虚拟同步发电机控制策略的基础上，引入了比例积分控制器，将阻尼功率经过比例积分控制器调整后，用于校正虚拟同步发电机输出的角频率，进而实现功角调整，最终达到有功功率调整的目标，从而在稳态时使阻尼功率趋近于零，使改进后的构网型变流器虚拟同步发电机有功功率控制既具有惯量和阻尼特性，又没有功率稳态误差。
Description
技术领域
本发明涉及并网技术领域，具体是一种构网型变流器虚拟同步发电机有功功率控制方法及装置。
背景技术
随着新能源并网渗透率的逐年攀升，电网越来越趋近于弱电网，表现为电网阻抗增大等。这对常规的跟网型变流器的运行稳定性造成了极大的影响。为了提高新能源电力系统的运行稳定性，构网型变流器得到越来越多的研究和应用。构网型变流器常常采用虚拟同步发电机控制技术，模拟同步发电机的特性，包括惯量和阻尼特性，从而显著增强新能源并网逆变器对新能源电力系统的适应能力和支撑能力。因此，近年来，构网型变流器的虚拟同步发电机控制技术得到广泛关注和研究。常规的构网型变流器虚拟同步发电机技术常常采用有功功率控制调整输出电压频率，采用无功功率控制调整输出电压幅值。然而，常规的虚拟同步发电机有功功率控制策略常常存在动态功率震荡、超调和稳态功率偏差难以同时实现抑制的矛盾问题。虽然已有文献研究了改进的构网型变流器虚拟同步发电机有功功率控制策略，但这类方法往往仅考虑了功率震荡抑制问题，或者是需要使用微分运算，稳定性较低。
文献“王亚军, 杨立波, 马斌, 等. 虚拟同步机惯量及阻尼系数协调优化方法[J]. 电力系统保护与控制, 2022, 50 (19): 88-98.”探讨了提高虚拟同步发电机有功功率动态性能的惯量及阻尼系数协调优化方法，所提方法可以减小有功功率的动态震荡和超调，但未研究电网频率偏移时出现的有功功率偏差问题。
文献“袁敞,王俊杰,胡嘉琦, 等. 平衡频率与功率振荡的虚拟同步机惯量阻尼参数优化控制 [J]. 电力科学与技术学报, 2023, 38 (04): 15-23+56.”针对虚拟同步发电机频率与功率振荡问题，提出了一种惯量阻尼参数优化控制策略，但也未考虑电网频率偏移时出现的有功功率偏差问题。
文献“李东东,朱钱唯,程云志, 等. 基于自适应惯量阻尼综合控制算法的虚拟同步发电机控制策略 [J]. 电力自动化设备, 2017, 37 (11): 72-77.”研究了一种自适应惯量阻尼综合控制算法，实现了虚拟转动惯量与虚拟阻尼的交错控制，改善了系统的频率稳定性。然而，该方法也未考虑电网频率偏移时出现的有功功率偏差问题。
文献“徐海珍,余畅舟,毛福斌, 等.基于频率稳定性提升的虚拟惯性优化控制策略[J].电力系统保护与控制,2022,50(12):126-133.” 提出了在传统虚拟同步发电机有功频率控制环的前向通道上加入有功、频率一阶微分前馈补偿环节的方法，以增大系统的暂态阻尼，减小有功功率震荡和稳态误差。然而，微分算法的引入会放大噪声的影响，严重时会降低系统的稳定性。
由上述分析可知，现有技术往往仅考虑了功率和频率震荡抑制问题，较少同时研究电网频率偏移时的有功功率偏差抑制问题。虽然有个别文献研究了构网型变流器虚拟同步发电机控制有功功率震荡、超调和稳态偏差抑制问题，但也需要增加微分运算，易放大系统噪声，降低系统稳定性。
发明内容
为了克服常规构网型变流器虚拟同步发电机有功功率控制动态存在震荡和稳态存在功率偏差的矛盾问题，本发明公开了一种构网型变流器虚拟同步发电机有功功率控制方法及装置。
为达到上述目的，本发明所采用的技术方案是：
一种构网型变流器虚拟同步发电机有功功率控制方法，包括如下步骤：
步骤1、将设定的电网额定角频率ω0与构网型变流器虚拟同步发电机控制策略输出的角频率ω做差，并乘以下垂系数kω得到第一功率偏差，满足：
其中，电网额定角频率ω0为100π rad/s；
步骤2、将设定的虚拟同步发电机有功功率参考值Pref与步骤1得到的第一功率偏差相加，并减去虚拟同步发电机输出的有功功率Pe，得到第二功率偏差/>，满足：
其中，有功功率Pe是根据上一时刻虚拟同步发电机输出的功角计算得到；
步骤3、将步骤2得到的第二功率偏差减去阻尼功率PD，并按照下式进行积分运行，得到第一频率偏差/>，满足：
其中，s表示拉普莱斯算子，J表示虚拟同步发电机的虚拟惯量；
步骤4、将步骤3得到的第一频率偏差与设定的电网额定角频率ω0相加，并加上第二频率偏差/>得到虚拟同步发电机输出的角频率ω，满足：
其中第二频率偏差由阻尼功率PD经过比例积分控制器调整后得到，具体满足下式：
其中，kp为比例积分控制器的比例系数，ki为比例积分控制器的积分系数；
步骤5、将步骤4得到的虚拟同步发电机输出的角频率ω减去电网的实际角频率ωg之后，再进行积分运算，得到虚拟同步发电机输出的功角δ，满足：
其中，功角δ用于计算下一时刻虚拟同步发电机输出的有功功率Pe。
进一步的，步骤2中的虚拟同步发电机输出的有功功率Pe的计算公式满足：
其中，，U为电网电压幅值，E为虚拟同步发电机输出电压的幅值，X为电网等效线路阻抗，/>为上一时刻虚拟同步发电机输出的功角。
进一步的，步骤3中的阻尼功率PD所用的计算公式满足：
其中，D为虚拟同步发电机的虚拟阻尼系数。
一种构网型变流器虚拟同步发电机有功功率控制装置，包括：
第一功率偏差计算模块，用于将设定的电网额定角频率ω0与构网型变流器虚拟同步发电机控制策略输出的角频率ω做差，并乘以下垂系数kω得到第一功率偏差，满足：
其中，电网额定角频率ω0为100π rad/s；
第一功率偏差计算模块，用于将设定的虚拟同步发电机有功功率参考值Pref与第一功率偏差相加，并减去虚拟同步发电机输出的有功功率Pe，得到第二功率偏差/>，满足：
其中，有功功率Pe是根据上一时刻虚拟同步发电机输出的功角计算得到；
第一频率偏差计算模块，用于将第二功率偏差减去阻尼功率PD，并按照下式进行积分运行，得到第一频率偏差/>，满足：
其中，s表示拉普莱斯算子，J表示虚拟同步发电机的虚拟惯量；
角频率计算模块，用于将第一频率偏差与设定的电网额定角频率ω0相加，并加上第二频率偏差/>得到虚拟同步发电机输出的角频率ω，满足：
其中第二频率偏差由阻尼功率PD经过比例积分控制器调整后得到，具体满足下式：
其中，kp为比例积分控制器的比例系数，ki为比例积分控制器的积分系数；
功角计算模块，用于将步虚拟同步发电机输出的角频率ω减去电网的实际角频率ωg之后，再进行积分运算，得到虚拟同步发电机输出的功角δ，满足：
其中，功角δ用于计算下一时刻虚拟同步发电机输出的有功功率Pe。
进一步的，虚拟同步发电机输出的有功功率Pe的计算公式满足：
其中，，U为电网电压幅值，E为虚拟同步发电机输出电压的幅值，X为电网等效线路阻抗，/>为上一时刻虚拟同步发电机输出的功角。
进一步的，阻尼功率PD所用的计算公式满足：
其中，D为虚拟同步发电机的虚拟阻尼系数。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
与常规方法相比，本发明方法同时考虑了功率的动态震荡和稳态偏差抑制问题，且本发明方法不需要引入微分运算，仅需通过合理调节比例积分控制器的参数，即可保证构网型变流器虚拟同步发电机控制策略既具有惯量和阻尼特性，又没有功率稳态误差。
附图说明
图1为常规的构网型变流器虚拟同步发电机有功功率控制框图；
图2为本发明实施例一种构网型变流器虚拟同步发电机有功功率控制方法的控制框图；
图3为常规的构网型变流器虚拟同步发电机有功功率控制仿真结果；
图4为本发明所提改进的构网型变流器虚拟同步发电机有功功率控制仿真结果。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
如图2所示，本发明实施例提供一种构网型变流器虚拟同步发电机有功功率控制方法，包括如下步骤：
步骤1、将设定的电网额定角频率ω0与构网型变流器虚拟同步发电机控制策略输出的角频率ω做差，并乘以下垂系数kω得到第一功率偏差，满足：
其中，电网额定角频率ω0为100π rad/s。
步骤2、将设定的虚拟同步发电机有功功率参考值Pref与步骤1得到的第一功率偏差相加，并减去虚拟同步发电机输出的有功功率Pe，得到第二功率偏差/>，满足：
其中，虚拟同步发电机输出的有功功率Pe是根据上一时刻虚拟同步发电机输出的功角计算得到：
其中，，U为电网电压幅值，E为虚拟同步发电机输出电压的幅值，X为电网等效线路阻抗，/>为上一时刻虚拟同步发电机输出的功角。
步骤3、将步骤2得到的第二功率偏差减去阻尼功率PD，并按照下式进行积分运行，得到第一频率偏差/>，满足：
其中，s表示拉普莱斯算子，J表示虚拟同步发电机的虚拟惯量。
其中，阻尼功率PD所用的计算公式满足：
其中，D为虚拟同步发电机的虚拟阻尼系数。
步骤4、将步骤3得到的第一频率偏差与设定的电网额定角频率ω0相加，并加上第二频率偏差/>得到虚拟同步发电机输出的角频率ω，满足：
其中第二频率偏差由阻尼功率PD经过比例积分控制器调整后得到，计算公式满足：
其中，kp为比例积分控制器的比例系数，ki为比例积分控制器的积分系数。
步骤5、将步骤4得到的虚拟同步发电机输出的角频率ω减去电网的实际角频率ωg之后，再进行积分运算，得到虚拟同步发电机输出的功角δ，满足：
功角δ用于计算下一时刻虚拟同步发电机输出的有功功率Pe。
本发明实施例还提供一种构网型变流器虚拟同步发电机有功功率控制装置，包括：
第一功率偏差计算模块，用于将设定的电网额定角频率ω0与构网型变流器虚拟同步发电机控制策略输出的角频率ω做差，并乘以下垂系数kω得到第一功率偏差，满足：
其中，电网额定角频率ω0为100π rad/s。
第一功率偏差计算模块，用于将设定的虚拟同步发电机有功功率参考值Pref与第一功率偏差相加，并减去虚拟同步发电机输出的有功功率Pe，得到第二功率偏差/>，满足：
其中，虚拟同步发电机输出的有功功率Pe的计算公式满足：
其中，，U为电网电压幅值，E为虚拟同步发电机输出电压的幅值，X为电网等效线路阻抗，/>为上一时刻虚拟同步发电机输出的功角。
第一频率偏差计算模块，用于将第二功率偏差减去阻尼功率PD，并按照下式进行积分运行，得到第一频率偏差/>，满足：
其中，s表示拉普莱斯算子，J表示虚拟同步发电机的虚拟惯量。
其中阻尼功率PD所用的计算公式满足：
其中，D为虚拟同步发电机的虚拟阻尼系数。
角频率计算模块，用于将第一频率偏差与设定的电网额定角频率ω0相加，并加上第二频率偏差/>得到虚拟同步发电机输出的角频率ω，满足：
其中第二频率偏差∆ω2由阻尼功率PD经过比例积分控制器调整后得到；具体满足下式：
其中，kp为比例积分控制器的比例系数，ki为比例积分控制器的积分系数。
功角计算模块，用于将步虚拟同步发电机输出的角频率ω减去电网的实际角频率ωg之后，再进行积分运算，得到虚拟同步发电机输出的功角δ，满足：
功角δ用于计算下一时刻虚拟同步发电机输出的有功功率Pe。
为了验证本发明所提方法的有效性，与常规的构网型变流器虚拟同步发电机有功功率控制策略（图1所示）进行了对比仿真研究。仿真时，有功功率参考值Pref在2s之前为5kW，在2s时Pref由5kW突增为10kW，在4s时Pref由10kW突减为5kW，在6s时电网的实际角频率ωg由100πrad/s (50Hz)突减为99.6πrad/s (49.8Hz)。虚拟惯量J为0.5kg/m2，电网额定角频率ω0为100πrad/s，下垂系数kω为2000，电网相电压峰值为311V，虚拟同步发电机输出电压峰值311。电网线路电阻为0.2Ω，线路电感为20mH。
图3给出了常规的构网型变流器虚拟同步发电机有功功率控制仿真结果，包括虚拟同步发电机输出的有功功率Pe的波形和虚拟同步发电机输出的频率f的波形。仿真时，虚拟阻尼系数D分别取0、10Ws/rad和20Ws/rad。图中，频率f等于ω/(2π)。
图4给出了本发明所提改进的构网型变流器虚拟同步发电机有功功率控制仿真结果，包括虚拟同步发电机输出的有功功率Pe的波形和虚拟同步发电机输出的频率f的波形。仿真时，虚拟阻尼系数D分别取0、10Ws/rad和20Ws/rad。引入的比例积分控制的比例系数kp为0.00159，积分系数ki为0.00955。
由图3可见，在虚拟阻尼系数D为零时，虚拟同步发电机输出的有功功率和频率出现了明显的震荡和超调。当虚拟阻尼系数D增大时，震荡得到明显抑制。然而，由图3中(a)可见，虚拟阻尼系数的增大会导致电网频率出现偏差时（6s后），有功功率稳态偏差也明显增大。可见，常规的虚拟同步发电机有功功率控制策略无法通过调节虚拟阻尼系数同时实现有功功率动态震荡抑制和稳态静差消除。
由图4可见，采用本发明所提方法时，虽然在虚拟阻尼系数D为零时，虚拟同步发电机输出的有功功率和频率也出现了明显的震荡和超调。但当D增大时，有功功率和频率的震荡和超调明显得到减小。与此同时，在本发明所引入的比例积分控制器的作用下，在电网频率出现偏差时（6s后），有功功率稳态偏差没有随着虚拟阻尼系数D的增大而增大。可见，本发明所提方法可以通过调节虚拟阻尼系数D和所引入的比例积分控制器，同时实现有功功率动态震荡抑制和稳态静差消除。这证明了本发明所提方法的有效性。
本发明与常规方法不同的是，本发明引入了比例积分控制器对阻尼功率进行调整。在动态时，虚拟阻尼可以抑制有功功率震荡。在稳态时，本发明引入的比例积分控制器可以将阻尼功率调整为零，从而消除稳态功率静差。因此，改进后的构网型变流器虚拟同步发电机有功功率控制策略既具有惯量和阻尼特性，又没有功率稳态误差。
以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何属于本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。
Claims (6)
1.一种构网型变流器虚拟同步发电机有功功率控制方法，其特征在于，包括如下步骤：
步骤1、将设定的电网额定角频率ω0与构网型变流器虚拟同步发电机控制策略输出的角频率ω做差，并乘以下垂系数kω得到第一功率偏差，满足：
其中，电网额定角频率ω0为100π rad/s；
步骤2、将设定的虚拟同步发电机有功功率参考值Pref与步骤1得到的第一功率偏差相加，并减去虚拟同步发电机输出的有功功率Pe，得到第二功率偏差/>，满足：
其中，有功功率Pe是根据上一时刻虚拟同步发电机输出的功角计算得到；
步骤3、将步骤2得到的第二功率偏差减去阻尼功率PD，并按照下式进行积分运行，得到第一频率偏差/>，满足：
其中，s表示拉普莱斯算子，J表示虚拟同步发电机的虚拟惯量；
步骤4、将步骤3得到的第一频率偏差与设定的电网额定角频率ω0相加，并加上第二频率偏差/>得到虚拟同步发电机输出的角频率ω，满足：
其中第二频率偏差由阻尼功率PD经过比例积分控制器调整后得到，具体满足下式：
其中，kp为比例积分控制器的比例系数，ki为比例积分控制器的积分系数；
步骤5、将步骤4得到的虚拟同步发电机输出的角频率ω减去电网的实际角频率ωg之后，再进行积分运算，得到虚拟同步发电机输出的功角δ，满足：
其中，功角δ用于计算下一时刻虚拟同步发电机输出的有功功率Pe。
2.根据权利要求1所述的一种构网型变流器虚拟同步发电机有功功率控制方法，其特征在于，步骤2中的虚拟同步发电机输出的有功功率Pe的计算公式满足：
其中，，U为电网电压幅值，E为虚拟同步发电机输出电压的幅值，X为电网等效线路阻抗，/>为上一时刻虚拟同步发电机输出的功角。
3.根据权利要求1所述的一种构网型变流器虚拟同步发电机有功功率控制方法，其特征在于，步骤3中的阻尼功率PD所用的计算公式满足：
其中，D为虚拟同步发电机的虚拟阻尼系数。
4.一种构网型变流器虚拟同步发电机有功功率控制装置，其特征在于，包括：
第一功率偏差计算模块，用于将设定的电网额定角频率ω0与构网型变流器虚拟同步发电机控制策略输出的角频率ω做差，并乘以下垂系数kω得到第一功率偏差，满足：
其中，电网额定角频率ω0为100π rad/s；
第一功率偏差计算模块，用于将设定的虚拟同步发电机有功功率参考值Pref与第一功率偏差相加，并减去虚拟同步发电机输出的有功功率Pe，得到第二功率偏差/>，满足：
其中，有功功率Pe是根据上一时刻虚拟同步发电机输出的功角计算得到；
第一频率偏差计算模块，用于将第二功率偏差减去阻尼功率PD，并按照下式进行积分运行，得到第一频率偏差/>，满足：
其中，s表示拉普莱斯算子，J表示虚拟同步发电机的虚拟惯量；
角频率计算模块，用于将第一频率偏差与设定的电网额定角频率ω0相加，并加上第二频率偏差/>得到虚拟同步发电机输出的角频率ω，满足：
其中第二频率偏差由阻尼功率PD经过比例积分控制器调整后得到，具体满足下式：
其中，kp为比例积分控制器的比例系数，ki为比例积分控制器的积分系数；
功角计算模块，用于将步虚拟同步发电机输出的角频率ω减去电网的实际角频率ωg之后，再进行积分运算，得到虚拟同步发电机输出的功角δ，满足：
其中，功角δ用于计算下一时刻虚拟同步发电机输出的有功功率Pe。
5.根据权利要求4所述的一种构网型变流器虚拟同步发电机有功功率控制装置，其特征在于，虚拟同步发电机输出的有功功率Pe的计算公式满足：
其中，，U为电网电压幅值，E为虚拟同步发电机输出电压的幅值，X为电网等效线路阻抗，/>为上一时刻虚拟同步发电机输出的功角。
6.根据权利要求4所述的一种构网型变流器虚拟同步发电机有功功率控制装置，其特征在于，阻尼功率PD所用的计算公式满足：
其中，D为虚拟同步发电机的虚拟阻尼系数。
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| CN117543732A (zh) | 2024-02-09 |
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